Olinda - Pernambuco - Brasil

XVIII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica
SENDI 2008 - 06 a 10 de outubro
Olinda - Pernambuco - Brasil
Desenvolvimento de Modelo Conceitual e Aplicativo Computacional para Avaliação
Econômica de Projetos no Planejamento da Distribuição
Alden Uehara Antunes
Fábio Sismotto El Hage
Daimon Engenharia e Sistemas
[email protected]
[email protected]
Marcelo A. Pelegrini
Nelson Kagan
ENERQ/USP
Hector Gustavo Arango
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Ronaldo Machado de Almeida
Gustavo Marques Faria de Paula
Bandeirante Energia
[email protected]
[email protected]
Palavras-chave
Distribuição de energia elétrica
Análise econômica de projetos
Planejamento da distribuição
Resumo
Este artigo trata da análise e implementação computacional de uma metodologia concebida para
avaliação econômica de projetos no planejamento da distribuição. São descritas as bases conceituais
que dão suporte a metodologia, as principais implementações computacionais desenvolvidas e
apresentados alguns exemplos práticos efetuados numa área piloto da BANDEIRANTE ENERGIA. A
metodologia concebida, e respectiva implementação computacional, proporcionará relevantes
contribuições a área de planejamento da expansão do sistema de distribuição da Empresa, uma vez que
o Programa contemplado fornece diversos subsídios às análises correlatas, entre eles, a avaliação
consistente do desempenho operacional do sistema durante o período de estudo, com e sem a
proposição das obras de reforço; avaliação de índices de méritos adequados associados as obras
propostas, calcados em relações de benefício/custo; tempo de retorno de investimento, entre outros.
1. Introdução
Este artigo trata da análise e implementação computacional de uma metodologia concebida para
avaliação econômica de projetos no planejamento da distribuição.
São descritas as bases conceituais que dão suporte a metodologia, descritas as principais
implementações computacionais desenvolvidas e apresentados alguns exemplos práticos efetuados
numa área piloto da BANDEIRANTE ENERGIA. Os módulos computacionais que automatizam a
metodologia concebida foram incorporados ao Programa INTERPLAN – Planejamento Integrado de
Redes [1], [3], [8].
Basicamente, são dois módulos básicos que viabilizam os estudos de proposição de obras e reforços no
sistema:
o Módulo de Planejamento Manual: Aplicativo em que se desenvolve efetivamente, o
planejamento da expansão. São disponibilizadas diversas alternativas de obras que podem ser
indicadas em cada ano específico de estudo, recursos para avaliação do respectivo
desempenho operativo (antes e depois da proposição da obra), facilidades de vinculação da
topologia de rede com a respectiva base cartográfica, entre outros;
o Módulo de Avaliação Econômico-Financeira: Aplicativo que viabiliza a avaliação de diversos
parâmetros que auxiliam o planejador na respectiva tomada de decisão, como o benefício
econômico auferido pela obras, determinação dos índices de méritos calcados em relações de
benefício/custo, avaliação do custo anual associado ao conjunto de obras proposto, estimativa
do tempo de retorno de investimento, entre outros.
2. Impacto Técnico-Econômico da Proposição de Obras no Sistema de Distribuição
2.1 Introdução
A proposição de obras no sistema de distribuição é motivada, basicamente, pela transgressão de
critérios técnicos verificados em partes da rede (ou seja, pela inviabilidade de atender de modo
conveniente, e em segurança, a atual demanda) ou pela busca de um incremento efetivo da qualidade
de atendimento.
A identificação das áreas carentes de reforços ou nas quais caibam ações de melhoria pode ser
viabilizada pela utilização de modelos adequados de fluxo de potência e de confiabilidade de redes
primárias que simulam adequadamente a condição operativa do sistema em relação ao carregamento
atual. A metodologia utilizada contempla estes aspectos e utiliza um modelo adequado de desempenho
operacional [1], [3], [8]. A proposição de obras no sistema de distribuição impõe uma alteração do
respectivo desempenho operativo auferindo, com isso, uma economicidade intrínseca e que pode ser
avaliada pelos seguintes parâmetros:
o Benefícios técnicos vinculados à melhoria operativa do sistema viabilizada pela proposição da
obra em análise. Vários indicadores técnicos podem ser melhorados conforme a obra
priorizada, entre eles, as perdas técnicas de energia e demanda, o perfil de tensão do sistema, a
energia não distribuída, os parâmetros de continuidade (DEC, FEC, DIC, FIC, por exemplo),
entre outros;
o Benefícios econômicos que consistem na valoração dos benefícios técnicos verificados no
sistema, traduzindo a economicidade auferida pela melhoria do desempenho operacional.
Combinando-se os benefícios econômicos com o custo correspondente, é possível a utilização de
índices de méritos que se prestam convenientemente à priorização das obras e auxiliam a definição de
um plano de expansão consolidado.
Entre eles, destaca-se a relação de benefício/custo durante o período de planejamento, ou ainda, o
período de vida útil das instalações que constituem as obras propostas.
2.2 Benefício Técnico das Perdas (BEP)
O modelo utilizado considera o carregamento do sistema definido em 4 (quatro) patamares com
duração conhecida que caracterizam a curva de carga típica do sistema [1], [8].
Desta forma, dada as perdas técnicas de demanda verificadas com a atual configuração do sistema, e o
novo valor resultante após a efetivação da obra em análise o correspondente benefício técnico é dado
por:
(1)
BEPDem  Perdamáx
Onde:
o BEPDem:
Benefício técnico de perdas de demanda (MW) referente à parte do sistema
(conjunto de alimentadores) afetados pela obra;
o DperdaMax: Variação da perda máxima verificada considerando-se as configurações do
sistema com e sem a obra (em cada condição, contempla-se a maior perda verificada nos 4
patamares).
Analogamente, o benefício técnico das perdas de energia pode ser avaliado pela seguinte expressão:
4
BEPEn  365   Perdai  t i
(2)
i 1
Onde:
o Perdai: Variação da perda de demanda (kW) relativa ao patamar i;
o ti: Duração do patamar correspondente (manhã, tarde, noite ou madrugada) relativo à curva de
carga diária associada;
o 365: Número de dias do ano.
2.3 Benefício Técnico da Energia não Distribuída (BEND)
Basicamente, o benefício técnico das obras relativo à Energia não Distribuída (END) combina duas
parcelas: uma referente à redução efetiva da END viabilizada pela inserção da obra em análise; e a
outra vinculada a capacidade adicional de atendimento introduzida pela obra, permitindo diminuir a
Demanda Reprimida – DR atualmente verificada no sistema.
Desta forma, pode-se avaliar o benefício técnico da obra em análise a partir da seguinte expressão:
BENDMW h   (DEC a lim  DM a lim )  DRa lim
(3)
Onde:
o BENDMWh:
Benefício de Energia Não Distribuída em 1 ano (MWh);
o DECalim:
Variação (antes e depois da obra) do DEC anual do conjunto de alimentadores
afetado pela obra;
o DMalim:
Potência média do conjunto de alimentadores afetado pela obra (MW);
o DRalim:
Demanda Reprimida do conjunto de alimentadores afetado pela obra (MWh).
2.4 Benefício Técnico da Queda de Tensão (BQDT)
O modelo de avaliação do benefício técnico da queda de tensão (e posterior valoração econômica)
baseia-se na estimativa da correspondente energia atendida em nível de tensão de fornecimento
inadequada [1], [8].
O modelo de fluxo de potência adotado permite identificar qual o nível de tensão em cada barra dos
alimentadores de modo que aquelas com valor abaixo do permitido podem ser identificadas, bem
como a correspondente energia. Desta forma, pode-se avaliar o benefício da queda da tensão a partir
da expressão (4).
4
BQDTMWh  365   DM i  t i
i 1
(4)
Onde:
o BQDTMWh: Benefício de Queda de Tensão (MWh);
o DMi: Variação do carregamento (antes e depois da obra em análise, dado em MW) relativo ao
patamar i (assumido como constante em cada patamar; observe que este termo é uma fração da
demanda do período) do conjunto de alimentadores afetados pela obra, atendida com nível de
tensão avaliado como imperfeito;
o Dti:
Duração do patamar correspondente (manhã, tarde, noite ou madrugada) relativo à
curva de carga diária associada;
o 365: Número de dias do ano.
2.5 Benefício Econômico das Perdas Técnicas
Basicamente, a valoração econômica das perdas combina as duas parcelas relativas ao correspondente
benefício técnico: uma associada às perdas de demanda e a outra às perdas de energia. À valoração das
perdas de demanda, associa-se a economia de não ter que expandir a rede de distribuição atual para
sustentar um incremento de carregamento na ponta do sistema. O parâmetro básico de análise é o
custo marginal de expansão, pelo qual se valora o correspondente benefício técnico. Por outro lado, as
perdas de energia são valoradas pelo valor da respectiva tarifa de compra, correspondendo ao prejuízo
efetivo do montante de energia não comercializado.
Desta forma, a partir do benefício técnico auferido pelas obras no tocante à redução das perdas, podese valorá-lo economicamente, considerando-se o primeiro ano de análise, a partir da equação:
(5)
BEP 10 ano  (BEP Dem  C m arg )  (BEP En  VEP )
Onde:
o BEP 1ºano:
Benefício econômico em perdas técnicas no primeiro ano (R$);
o Cmarg: Custo marginal de expansão da rede de distribuição MT (nível tarifário A4 –
R$/kW·ano);
o VEP: Valoração da energia de perdas aproximada pela tarifa média de compra da Empresa
(R$/MWh);
o BEPDem:
Benefício técnico da obra relativo à redução das perdas de demanda (MW);
o BEPEn: Benefício técnico da obra relativo à redução das perdas de energia (MWh)
2.6 Benefício Econômico da Energia não Distribuída
A partir do benefício técnico da END determinado conforme procedimento descrito no item 2.3, podese valorá-lo economicamente considerando-se o primeiro ano de análise da seguinte forma:
BEND 10 ano  BEND MWh  VEND
(6)
Onde:
o BEND 1ºano: Benefício econômico de energia não distribuída para o primeiro ano de análise
(R$)
o BENDMWh:
Benefício técnico vinculado à redução da energia não distribuída (MWh)
o VEND: Valoração econômica da energia não distribuída (R$/kWh)
2.7 Benefício Econômico da Queda de Tensão
A partir do benefício técnico auferido pela obra em análise, em termos da melhoria do perfil de tensão
dos alimentadores afetados pela obra em análise, pode-se valorá-lo economicamente, considerando-se
o primeiro ano de estudo, da seguinte forma:
BQDT 1o ano  BQDT
MWh
 VQDT  BMREG
dV
(7)
Onde:
o BDQT 1o ano: Benefício econômico (R$) em queda de tensão para o primeiro ano;
o BDQT MWh:
Benefício técnico (MWh) em queda de tensão para o primeiro ano
determinado;
o VQDT: Valoração econômica da queda de tensão (R$/kWh).
A avaliação do termo VQDT relativo à valoração econômica da queda de tensão pode ser realizada por
meio de uma função que correlacione o nível de tensão de fornecimento com valores arbitrários de
custo (R$/kWh). A cada instante, é possível calcular o custo da imperfeição da tensão através do
produto: da energia que está sendo fornecida em nível de tensão avaliado como imperfeito por um
índice de custo, que é dado pela função imperfeição de tensão (R$/kWh relativo a uma determinada
tensão). Estabelecido um determinado período de tempo é possível valorar a imperfeição de tensão,
através do somatório destes produtos.
A função imperfeição apresenta 3 diferentes faixas de comportamento: a mais alta em que o custo da
imperfeição é zero, uma vez que representa a operação em níveis de tensão adequados, a mais baixa
que está associada a níveis de tensão tão baixos que a penalização é igual àquela do não fornecimento
(custo da END) e a faixa de transição em que a associação do nível de tensão ao custo de imperfeição
é estabelecida através de uma função do tipo: y = axb + c.
2.8 Relação Benefício/Custo
O cálculo da relação beneficio/custo associado a cada obra, que é efetuado pelo módulo de análise
econômico-financeiro considera horizontes de cinco anos de estudo, uma vez que existem informações
topológicas referentes às redes elétricas somente para este período. Matematicamente, os
investimentos e benefícios para a data presente são calculados através das equações:
INV pres  n 1
5
inv n
(1  j ) n
BEN pres  n1
5
benn
(1  j ) n
(8)
(9)
Onde:
INVpres 
BENpres 
invn

benn 
j

n

Investimento total na data presente
Benefício total na data presente
Investimento total para o ano n
Benefício total para o ano n
Taxa de atualização do capital
Ano de análise
A relação benefício/custo associado à obra em análise é calculada através da equação:
B/C 
BEN pres
INV pres
(10)
3. Período de Retorno
O cálculo do período de retorno, diferentemente do cálculo da relação benefício/custo, utiliza um
período igual à vida útil dos equipamentos envolvidos na análise. Isto é feito de acordo com as
seguintes considerações:
o Os benefícios e investimentos para os 5 primeiros anos são calculados através dos dados
topológicos de redes;
o Os investimentos anualizados, para os anos subseqüentes aos cinco primeiros, são obtidos por
extrapolação, sendo iguais aos investimentos totais do quinto ano;
o Os benefícios são extrapolados de acordo com os benefícios totais do quinto ano adicionados
de um crescimento anual linear, referente ao crescimento de cargas para extrapolação. Este
crescimento somente será realizado para i períodos subseqüentes ao quinto ano.
4. Módulo de Planejamento Manual e Análise Econômico-Financeira
Os parâmetros técnicos e econômicos descritos no item anterior representam a base conceitual que foi
utilizada para o desenvolvimento do “Módulo de Planejamento Manual”, implementado no Software
INTERPLAN. Este módulo apresenta grande flexibilidade de utilização e foi automatizado por meio
de interfaces de fácil manuseio. Ele se presta de modo bastante adequado a estudos de avaliação
econômica de projetos de distribuição (estudos pontuais de obras específicas) ou ao planejamento de
expansão propriamente dito.
A análise comparativa de alternativas de expansão distintas é facilitada por este aplicativo. Todavia,
requer uma interação mais efetiva do usuário com o Programa, em comparação a módulos automáticos
de planejamento. O planejamento manual pode ser efetuado criando-se as redes em cada ano do
período de planejamento. As seguintes obras são contempladas: instalação de regulador de tensão,
instalação de bancos de capacitores, construção de alimentador novo, construção de novos trechos de
rede, construção de subestação nova e instalação de capacitores série. Este módulo viabiliza a
estimativa da melhoria operativa do sistema em decorrência da proposição de obras no sistema
(benefício técnico) e correspondente valoração (benefício econômico).
Este aplicativo efetua uma avaliação das condições operativas do sistema (em termos do
carregamento, perdas técnicas, perfil de tensão e da energia não distribuída) em todos os anos do
período de planejamento, porém com topologia de rede referente à do ano inicial. Portanto, pode-se
avaliar, por exemplo, qual seria o carregamento de determinado alimentador no ano horizonte de
planejamento, porém sem que a configuração original do circuito tivesse sido alterada. Com este
mecanismo, é possível identificar quais as partes do sistema carentes de reforços, ou nas quais caibam
ações de melhoria. A proposição de obras viabiliza uma melhoria das respectivas condições operativas
iniciais conferindo um benefício técnico que é, posteriormente valorado economicamente,
determinando-se o respectivo benefício econômico.
5. Exemplo de Aplicação
Neste exemplo faz-se o estudo de um alimentador específico da concessionária BANDEIRANTE
ENERGIA, referenciado a partir do respectivo código SJC-1306. Fez-se uma simulação num horizonte
de estudo de 5 anos, a partir do módulo de planejamento manual desenvolvido no Software
INTERPLAN. Seguem os principais parâmetros descritivos deste alimentador:
o Comprimento: 13,5 km;
o
o
o
o
o
o
Demanda máxima: 4,38 MVA;
Quantidade de pontos de carga: 109 (transformadores de distribuição e transformadores de
consumidores primários);
Condutor predominante no tronco: 500CXBT;
Condutor predominante no ramal: 1/0AN;
Taxa de crescimento anual da carga: 5,0%;
Período de planejamento: 5 anos.
O critério técnico de carregamento foi fixado em 70% da corrente máxima admissível (limite térmico)
dos cabos. O Programa foi configurado para ilustrar em amarelo os trechos que apresentarem
carregamento entre 70% e 100% do respectivo limite térmico; e em vermelho aqueles que
apresentarem carregamento acima de 100%.
A imperfeição de tensão foi definida da seguinte forma:
o Nível de imprecisão I: fixado em 5,0% da tensão nominal, patamar a partir do qual já começa
a haver prejuízo financeiro à concessionária devido ao fornecimento inadequado de tensão;
o Nível de imprecisão II: fixado em 7,0%, o que define o critério de queda de tensão máxima em
sintonia com o disposto na Resolução No 505 da ANEEL.
Em relação ao critério de queda de tensão, o Programa foi configurado para ilustrar em amarelo as
barras que apresentarem nível de tensão entre 5,0% e 7,0% (conforme definição dos níveis de
imprecisão I e II) e em vermelho para aquelas que apresentarem níveis de tensão acima de 7,0%.
A figura 1 ilustra o diagnóstico operativo do alimentador na configuração atual, porém com a carga
projetada para o horizonte. Sabe-se (a partir da simulação do módulo de fluxo de potência do
Programa INTERPLAN) que já no ano inicial, há problemas quanto ao critério de queda de tensão em
algumas barras terminais e que no ano 2 ocorre a transgressão do critério de carregamento no tronco
deste circuito. Finalmente, no ano horizonte de planejamento, nota-se que há uma parcela bastante
elevada de barras com nível de tensão qualificado como imperfeito, bem como uma maior quantidade
de trechos do tronco com a transgressão do critério de carregamento.
Figura 1 – Diagnóstico operativo do alimentador para o ano horizonte
Para as análises efetuadas, são utilizados os seguintes dados de entrada ilustrados na figura 2.
Figura 2 – Dados gerais para simulação
O primeiro plano de obras estudado – Alternativa I, procura alocá-las a medida que as transgressões de
critérios ocorram, e é constituído pelo seguinte conjunto de reforços:
o Instalação de um regulador de tensão no ano de 1;
o Instalação de um banco de capacitores no ano de 2;
o Recondutoramento do tronco do alimentador no ano de 3.
A figura 3 ilustra o alimentador SJC-1306 simulado com o carregamento previsto para o ano horizonte
e com os reforços propostos. Observa-se que este conjunto de obras viabiliza o atendimento aos
critérios técnicos no último ano.
A figura 4 ilustra o gráfico de barras correspondente a esta simulação. Observa-se que a relação
(benefício/custo) aproximada é de 1,73 e o período correspondente de retorno do investimento é de 7
(sete) anos.
O segundo plano de obras estudado – Alternativa II, consiste na construção de um novo alimentador
logo no primeiro ano de planejamento visando sanar as transgressões de critérios verificadas nos anos
subseqüentes.
Regulador
Recondutoramento
Banco de capacitor
Figura 3 – Conjunto de obras e desempenho
Figura 4 – Análise econômico-financeira (Alternativa I)
O novo alimentador será simulado com cabo 336AN e custo unitário estimado em 33.000,00 R$/km.
A figura 5 ilustra a nova configuração do sistema com a proposição do novo alimentador. A obra
proposta viabiliza o atendimento aos respectivos critérios técnicos em todos os anos de planejamento.
A figura 6 ilustra o gráfico de barras correspondente a esta simulação. Observa-se que a relação
(benefício/custo) aproximada é de 2,0 e o período correspondente de retorno do investimento é de 6
(seis) anos.
Alim. Novo
Alim. Original
Figura 5 – Alternativa II: construção de novo alimentador
Figura 6 – Análise econômico-financeira (Alternativa II)
6. Comentários Sobre Aplicação
Este exemplo procurou ilustrar duas situações nas quais o planejador normalmente se defronta: a
primeira traduz uma condição de restrição orçamentária, onde as alternativas mais viáveis
normalmente são aquelas de menor custo, propostas quando se verificam as transgressões; a segunda
ilustra uma situação onde há maior volume orçamentário disponível, permitindo propor obras de maior
vulto, inclusive se antecipando às transgressões de critérios previstas.
Neste contexto, na primeira simulação (alternativa I), as obras propostas são de menor porte:
instalação de um regulador de tensão no ano 1; instalação de um banco de capacitores no ano 2 e um
recondutoramento do alimentador no ano 3. Com este conjunto de obras consegue-se solucionar as
transgressões de critérios verificadas.
As obras propostas são as mais simples (pois não implicam em reconfigurações do sistema) e menos
onerosas, além de terem sido propostas nos respectivos anos de transgressão de critérios técnicos. Este
conjunto de obras também apresentou uma relação (benefício / custo) atraente (superior a 1 ou 1,728),
porém uma economicidade não muito elevada (da ordem de 20 mil reais, em valor presente).
Na segunda simulação (alternativa II), procurou-se sanar as transgressões de critérios técnicos logo no
primeiro ano de estudo, propondo-se uma obra de maior vulto e complexidade (pois implica na
reconfiguração do circuito original) – alimentador novo – com cabo de grande capacidade de
transporte (336AN). Com isso, obteve-se uma evolução satisfatória de desempenho operacional
durante todo o período de planejamento.
Esta solução apresentou um valor de economicidade bem superior à da alternativa I (da ordem de 120
mil reais, ou seja, cerca de 6 vezes maior), e uma relação (benefício / custo) atraente (2,003), embora
com um nível de custo bastante superior (da ordem de 60 mil reais, em comparação à da alternativa I,
que apresentou custo de cerca de 11 mil reais, todos os valores calculados em valor presente).
As duas alternativas podem ser viáveis dependendo-se, basicamente, da disponibilidade de recursos,
fator este que deve balizar a decisão final do planejador.
7. Conclusão e Comentários Finais
Neste artigo apresentou-se as bases conceituais que dão suporte à metodologia de avaliação econômica
de projetos no planejamento da distribuição, expostas as implementações computacionais efetuadas, e
apresentados exemplos práticos de aplicação visando ilustrar a potencialidade dos aplicativos
desenvolvidos.
O Módulo de Planejamento Manual, incorporado ao Programa INTERPLAN apresenta, entre outros,
facilidades de recursos para:
o Diagnóstico e avaliação do desempenho operacional do sistema durante um período de estudo
pré-definido;
o Efetuar o planejamento a partir de um conjunto bastante amplo de obras contempladas visando
a expansão e melhoria operativa do sistema;
o Proposição de obras em sintonia com a topologia dos alimentadores, que pode ser facilmente
reconfigurada, em compatibilidade com a respectiva base cartográfica;
o Flexibilidade de interação, oferecendo ao usuário a possibilidade de estudar a evolução das
redes em cada ano de planejamento.
Por sua vez, o Módulo de Avaliação Econômico-Financeira incorporado ao Programa INTERPLAN
apresenta os seguintes recursos:
o
Avaliação dos benefícios econômicos referentes à melhoria operativa do sistema em
decorrência das obras propostas;
o Estimativa global do conjunto de obras proposto num determinado ano de estudo;
o Avaliação do período de retorno do investimento;
o Cálculo da relação benefício/custo vinculado às obras.
A utilização destes módulos computacionais é facilitada pela interface do Programa INTERPLAN,
que dispõe de recursos que viabilizam a vinculação da topologia dos alimentadores à respectiva base
cartográfica.
10. Referências Bibliográficas
[1] ANTUNES, A. U.; PELEGRINI, M. A.; ARANGO, H. G.; EL HAGE, F. S.; KAGAN, N. – “Concepção
de Modelo de Integração dos Métodos de Valoração Econômica de Obras de Distribuição”. Documento
Técnico ENERQ/BANDEIRANTE, São Paulo, 2004.
[2] GOUVÊA, M. R. “Bases Conceituais para o Planejamento de Investimentos em Sistemas de Distribuição
de Energia Elétrica”. Tese de Doutoramento, Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 1993.
[3] KAGAN, N.; OLIVEIRA, C. C. B.; ROBBA, E. J. “SISPLAN – Sistema Computacional para Estudos de
Planejamento de Redes Primárias de Distribuição de Energia Elétrica”, ENERQ - Escola Politécnica da
Universidade de São Paulo, 2000.
[4] KAGAN, N.; ROBBA, E. J.; GUARALDO, J. C.; EL HAGE, F. S. “Análise e Descrição de Modelos
Utilizados para Cálculo do Fluxo de Potência e Curto Circuito em Sistemas de Alta Tensão”, Documento
Técnico ENERQ - Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2002.
[5] ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, Resolução Normativa 505/2001.
[6] PELEGRINI, M. A.; ARANGO, H. G.; EL HAGE, F. S.; KAGAN, N. – “Métodos de Valorização
Econômica de Obras de Distribuição”. Documento Técnico ENERQ/BANDEIRANTE, São Paulo, 2004.
[7] ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, Resolução Normativa 024/2000.
[8] ANTUNES, A. U.; PELEGRINI, M. A.; ARANGO, H. G.; EL HAGE, F. S.; KAGAN, N. “Especificação
de Modelo para Desenvolvimento de Software de Avaliação Econômica de Projetos da Distribuição”.
Documento Técnico ENERQ/BANDEIRANTE, São Paulo, 2004.